朝阳沟阶地扶杨油层微观孔隙结构及渗流机理分析

基于扶余油层和杨大城子油层典型河道砂岩岩心样品,利用CT扫描物理实验和数字岩心重建技术,开展低渗透砂岩微观孔隙结构表征及渗流机理分析。通过矿物组分定量分析和扫描电镜拼图成像技术,识别出岩心矿物种类及其含量,划分出粒间孔、粒内孔和填隙物内孔共3种孔隙类型。针对总孔隙空间进行等效半径分布曲线计算,呈现明显的双峰结构,峰值主要集中在约50μm和约1μm。利用重构的数字岩心模型模拟油水两相渗流,模拟结果显示,扶余油层油水共渗区较宽,残余油饱和度为30%~45%;杨大城子油层油水共渗区较窄,残余油饱和度为40%~55%。在毛管力和亲水性的作用下,水相优先进入小孔道,小孔道先于大孔道形成水锁,相较于扶余油层,杨大城子油层的喉道半径小,数量多,更易形成水锁,残余油饱和度较高。

三肇地区扶、杨油层裂缝和地应力分布特征及对注水开发的影响

应用岩心裂缝古地磁定向、X射线反射法、差应变、井壁崩落等方法对大庆外围油田扶、杨油层天然裂缝及古今地应力分布特征进行了研究 ,指出裂缝、地应力发育特征对油田注水开发的影响。

基于储层构型的流动单元划分——以扶余油田东5-9区块扶杨油层为例

为了揭示扶余油田扶杨油层砂体分布和流体渗流规律,采用层次分析方法,将扶余油层划分成复合河道、单河道、河道内加积体等构型要素,将杨大城子油层划分成河道、点坝、点坝内侧积体等构型要素,并归纳总结了不同构型界面同渗流屏障关系。在此基础上,综合孔隙度、渗透率、流动分层指标(FZI)、剩余油饱和度、水驱指数等参数,采用聚类方法,将扶杨油层划分成4类流动单元,并得到各自的判别标准。结合储层构型,识别出5种流动单元成因类型。油田动态数据和划分流动单元关系表明,流动单元能够有效预测产能、指示剩余油分布和砂体动用效果。

扶余油田东5-9区块扶杨油层储层构型及剩余油分布模式

针对扶余油田扶余油层、杨大城子油层砂体分布特征及重建地下认识体系关键技术的难点,在分析水下分流河道和曲流河沉积储层形成的基础上,采用层次分析思路,综合运用岩心、密井网测井等资料,将扶余油层划分成复合河道、单一河道、河道内加积体等构型要素,将杨大城子油层划分成河道、点坝、点坝内侧积体等构型要素,并识别了不同构型界面的岩心、测井响应特征和井间对比标志。最后探讨了剩余油成因及分布模式,扶余油层有孤立单一河道型、切叠河道砂体型、单一河道内部加积体控制局部富集薄层型等类型。杨大城子油层有孤立型、点坝侧积泥岩遮挡型等类型。

松辽盆地宋芳屯油田扶杨油层孔隙结构及其影响因素

通过镜下观察,宋芳屯油田扶杨油层孔隙类型较多,以粒间孔为主。细管压力曲线上看,曲线较陡,分选差,孔隙结构特征参数总体上较差,与孔隙度、渗透率有一定的关系,大的孔隙对渗透率的贡献最大。扶杨油层的孔隙结构较复杂主要由于成岩作用影响,压实作用使孔隙空间显著缩小,胶结作用和自生粘土矿物生长使孔隙进一步缩小和复杂化,后期的溶蚀作用使孔隙空间增加。

朝阳沟油田杨大城子油层杨二段致密薄砂岩的识别与预测

朝阳沟油田杨大城子油层杨二段致密砂岩储层具有单层厚度薄、横向变化快的特点。为明确砂体展布特征,采用基于波形相控的波形指示模拟地震储层预测方法,在储层敏感参数模拟反演的基础上,实现致密薄砂层高精度识别与预测。结果表明:自然伽马波形指示模拟结果具有较高的纵、横向分辨率,薄砂层的厚度识别精度可达到3 m,反演结果与井下钻遇砂体符合率为87.1%,能有效反映了薄砂层空间展布特征,实现薄砂层空间分布预测;杨大城子油层杨二段砂体发育受沉积微古地貌的起伏形态控制,杨二下段砂体分布特征与沉积微地貌具有良好的匹配关系,砂体分布广泛且厚度较大,杨二上段砂体分布特征不受沉积微地貌控制,砂体发育较差且厚度明显减薄。研究成果对杨大城子油层致密薄砂岩的预测提供了有力支撑,同时对类似地质条件的地区及目标层段具有借鉴和指导意义。

松辽盆地三肇地区扶余油层和杨大城子油层介形类古生态及沉积环境探讨

笔者较系统地对松辽盆地三肇地区扶余油层和杨大城子油层(以下简称扶、杨油层)介形类的组合特征、分布范围以及古生态进行了研究。研究表明,扶、杨油层沉积时期的介形类自初期少量出现,之后发展并繁盛,末期全部绝灭。这种变化不仅表现为介形类动物群的属和种数有较大幅度的增加,而且其壳饰类型、分布范围与壳体保存状况也发生了规律性变化,但总体上仍为壳饰简单、属种类型较多、大小个体混生并生活于浅水湖泊环境的介形类群体。对介形类的埋葬环境与分布范围的分析表明,仅含有少量介形类化石碎片的杨五组、杨四组的沉积环境为冲积平原环境,而含有较丰富介形类化石的杨三组—扶上组的沉积环境则以浅湖环境为主,并自杨三组沉积时期在该区中部出现大范围的浅水湖泊后,随着时间的推移,湖泊分布范围与水深在缓慢的扩大或增加,至扶下组沉积时期该湖泊向西已扩大至大庆长垣以西,从而与齐家—古龙地区的湖泊连为一体,组成统一的松辽古湖泊。湖泊水体浅、气候干燥、氧化作用强,可能是造成该时期湖相砂、泥沉积物呈现红色的主要原因。

朝阳沟油田杨二段古今构造对油藏分布控制作用分析

利用现今构造、成藏期古构造、砂体分布、油源断裂匹配关系分析等方法,探讨控制朝阳沟油田杨二段油藏分布的主控因素,指出油藏分布有利区。朝阳沟油田杨二段油藏经历了嫩江组末期早期成藏和后期油藏调整两个阶段,嫩江组末期杨二段古地貌高地与主砂体、油源断裂分布叠置区是原油初次运移的有利区,后期构造变动造成早期油藏向现今构造高部位分布的构造圈闭和岩性圈闭方向调整。调整路径为新、老油藏之间的断裂和连片分布的砂体。朝阳沟背斜区、翻身屯背斜南段及南部斜坡区是后期油气调整最有利地区。

临江地区扶余—杨Ⅰ油层油气藏分布规律及成藏主控因素

为解决临江地区扶余—杨Ⅰ油层油气水关系复杂、分布规律认识不清问题,根据油气藏勘探开发资料,分析该区生油层、储集层的分布规律以及油气运移和聚集的成藏条件,总结油气水平面和剖面分布规律,指出该区成藏主控因素为烃源岩、沉积环境与储层物性条件、断裂和圈闭.结果表明:王府凹陷油源数量和位置控制油气的分布范围;河道砂体与断裂配合构成该区油气运移良好通道;遮挡性断层封堵油气使其聚集成藏.

松辽盆地朝阳沟阶地扶余—杨大城子油层油源分析与油气运移模式

基于生物标志化合物参数,系统对比分析了朝阳沟阶地扶余—杨大城子油层原油与三肇凹陷及朝阳沟阶地青山口组一段源岩的关系,表明朝阳沟阶地扶余油层有两个主要油源,即三肇凹陷青一段源岩与朝阳沟本地区青一段源岩,且两者对扶余油层的贡献量可能基本相同。朝阳沟地区杨大城子油层原油与三肇凹陷青一段源岩有密切的亲缘关系,与朝阳沟青一段源岩亲缘关系不明显。这与朝阳沟阶地源岩超压值相对较小、导致油气下排距离浅、进入杨大城子油层的油气量较小相符。在油源对比的基础上,结合断裂和砂体分布等各种地质条件,将朝阳沟阶地油气运移模式分为远源长距离侧向运移和近源短距离侧向运移两种类型。

朝阳沟油田杨大城子油层微观孔隙结构特征研究

多年水驱开发,与扶余油层相比相同渗透率级别杨大城子油层表现出含水率上升快、注水压力高、开发效果差等问题。为了找出问题的原因,对杨大城子油层微观孔隙结构特征进行研究。首先分别应用CT扫描和恒速压汞技术测量不同渗透率级别杨大城子油层和扶余油层共18块天然岩心的微观孔隙结构,研究喉道半径、孔隙半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构分布频率及变化规律,然后进行多参数线性回归分析,明确影响储层渗透率大小的主控微观孔隙结构参数,最后与相同渗透率级别的扶余油层岩心相对比。结果表明,对于储层渗透率相同的杨大城子油层与扶余油层,平均孔隙半径相差不到1%,而喉道半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构特征具有明显差异,分别相差17.4%、8.9%、5.2%,是决定储层渗流能力大小的关键因素。

朝948区块杨大城子油层密井网条件下的储层再认识

以朝948加密区块杨大城子油层为研究对象,依靠油田密井网测井资料对区块加密后砂体平面展布特征进行再认识,指导区块加密后射孔、注采系统调整。对13口井19个测井解释为中水淹的沉积单元进行射孔,目前平均单井日产液4.3t/d,日产油3.7t/d,含水13.4%;确定转注井6口,转注后水驱控制程度由60.8%提高到78.6%,水驱储量由85.60×104t增加到108.76×104t。

扶余油田扶余油层与杨大城子油层分层开采试验研究

扶余油田杨大城子油层2004年根据三维地震解释成果新增了探明石油地质储量,但其一直与扶余油层合采,由于沉积环境和物性的差异,合采层间干扰大,杨大城子油层产能不能有效发挥。通过对杨大城子油层的动用状况、生产动态情况、资源潜力等进行分析评价,明确了扶杨分采的可行性,并成功开辟了扶杨分采试验区,在此基础上,明确了扶余油田扶杨分采的潜力,并逐步扩大实施,为扶余油田二次开发奠定了基础。

断裂密集带样式及其对油气成藏的控制作用——以松辽盆地扶新隆起带杨大城子油层为例

杨大城子油层现已成为松辽盆地南部油气勘探的重点层位之一。杨大城子油层油藏围绕T2断裂密集带分布,关于断裂密集带如何控制油气运移,什么样式的断裂密集带有利于油气聚集,断裂密集带什么部位有利于油气富集等问题还没有形成统一的认识。通过地震和构造资料总结断裂密集带平、剖面特征,扶新隆起带杨大城子油层主要发育4种断裂密集带,即反向断阶带、反向断阶￣地堑￣反向断阶带、反式断阶￣地堑￣顺向断阶带、反式断阶￣地堑￣地垒带。当断裂密集带与砂体方向大角度相交时,易形成岩性￣断层圈闭,断裂密集带两侧的地垒和反向断阶是油气聚集的有利场所;当断裂密集带与砂体方向近平行时,断裂带主要起油气疏导作用。

朝阳沟油田某区块杨大城子油层主要开发矛盾分析

随着油田开采的不断深入,驱油难度逐渐增加,油层开发矛盾逐渐突出,油层渗流能力逐渐减小,注水难度加大,出现了大量的低效井,剩余油开采难度逐渐加大,如何分析开发矛盾,增加剩余油采油效率是广大油田工作者的主要目标。本文就杨大城子油层主要开发矛盾进行分析,重点分析了注采压差逐年增加、井间不连通层及单向连通层比例较大、增产措施效果差、油水井套损较多,治理难度加大等几方面。

茂兴地区杨大城子油层砂体沉积环境特征及分析

在对岩心详细观察的基础上，通过时研究区杨大城子油层沉积物的结构、构造、颜色、组合韵律、垂向序列、电性响应、砂体平面展布特征的综合分析，认为研究区杨大城子油层总体上是－套河流相沉积。作为油气储集层的砂体主要是点坝砂体。

朝阳沟地区泉三段油气成藏条件及模式研究

基于地震、岩芯、测井及分析化验资料,从烃源岩、沉积储层、构造条件等方面分析朝阳沟地区杨大城子油层的油气成藏条件及主控因素。结果表明:朝阳沟地区杨大城子油层油源丰富,具有三肇凹陷和王府凹陷两个生烃双向供烃特征、多期河道砂体为油气提供良好的储层条件、超压为油气下排提供动力、断裂切割砂体构成油气运聚的主要通道;该区主要发育构造—岩性、岩性、断层—岩性等多种类型油气藏;存在上生下储垂向运聚、单向供烃短距离侧向运聚、双向供烃中长距离侧向运聚3种成藏模式;预测出两类含油气有利区。

松辽盆地尚家—太平川地区石油地质条件及勘探方向分析

通过对尚家—太平川地区构造演化、烃源岩特征、沉积特征、储盖组合、油水关系及油藏类型和油气成藏特征的分析,研究了本区的石油地质条件,认为烃源岩具有较好的生、排烃能力,分流河道砂体为油气聚集提供较好的沉积环境,良好的储盖组合有利于油气的聚集与保存。研究区没有统一油水界面,尚家地区以岩性—构造油藏为主,太平川地区以构造—岩性油藏为主。区内扶余—杨大城子油层油气成藏受有效性圈闭、优势运移通道、过剩压力、储集条件和构造诱导作用控制。据上述认识确定了研究区下一步的勘探方向,并已在指导勘探实践中取得了较好的效果。

松辽盆地南部扶新隆起老油区勘探实践

扶新隆起带最早发现的扶余油田已经开发50年,是油田勘探、开发的老区,勘探程度较高。近年来,通过对扶新地区岩性油藏成藏条件分析及岩性油藏识别、改造技术运用,勘探成果不断扩大。扶新隆起带在继承性发育的古隆起背景上,大面积叠置"弯月形"河流相砂体,在环绕古隆起的"富油凹陷"共同配合下具备超大型岩性油藏形成条件。在该认识的指导下,充分应用三维地震储层预测技术、沉积微相技术精细刻画储层,并应用大型压裂及水平井技术,在扶余、新立等老油田周边地区,不断发现了新的油藏;在老油田扶余油层下部,杨大城子油层等新层系逐渐被揭示,储量规模超过1×108t。

松辽盆地新立油田泉三段沉积相研究

系统研究了松辽盆地新立油田泉三段沉积特征、沉积微相及沉积演化。松辽盆地南部泉三段沉积时期,盆地基底缓慢沉降,地形平缓,湿润与干旱气候交替出现背景下形成曲流河沉积。识别出了边滩、废弃河道、河漫滩、天然堤、决口扇、泛滥平原等6种微相。绘制了沉积相平面展布图,为油田进一步勘探开发奠定地质基础。